1.本发明属于源-网-荷-储运行的自动化控制领域，特别涉及一种计及源网荷储的电网备用确定方法、装置、设备及介质。
背景技术：2.传统的电力系统，主要模式是火电、火电等大电源通过升压后接入电网，通过高压、超高压或特高压的输电线路将电能进行输送，再通过层层降压将电能送至各个负荷。由此，构成了传统的电力系统的拓扑结构。
3.随着光伏、风电等新能源为主体的新型电力系统的建设，电力系统的结构将发生深刻变化。电源的型式发生变化，新能源将成为主要电源型式；集中式的电源特点将变为集中式+分布式并举的型式；风电、光伏发电的波动性、间歇性和随机性对电网的安全稳定运行带来极大的冲击；储能将成为新型电力系统不可或缺的元素。通过储能的灵活性调节以及与源-储与荷的联动，实现源-网-荷-储的各个环节的协调互动，实现电力系统的安全、稳定、可靠的运行至关重要。
4.电力系统的可靠运行需要一定的备用容量加以保障，运行备用使系统具有在扰动状态下平衡发电与负荷并使系统频率维持一定水平的能力，电力系统需要根据一定的规则决定合理的备用水平并优化配置备用。
5.电力系统运行可靠性理论旨在处理不确定性的、概率化的运行风险，有研究采用基于备用的成本与价值分析来最优化备用配置，而优化方法的更一般的思路是构建最优化模型，在目标函数中统筹备用的经济成本与系统的可靠性成本，平衡备用的成本与价值，在优化模型构建与求解上，虽然可采用随机规划和鲁棒优化方法进行求解，但是最优化模型的结构复杂、求解困难，发展与应用受到一定制约。
技术实现要素：6.本发明的目的在于提供一种计及源网荷储的电网备用确定方法、装置、设备及介质，在动态经济调度的框架下，以调度时段内系统的运行成本最小为目标，考虑网络约束和负荷恢复，构建源网荷储备用协同优化模型。采用基于备用价值判别的源网荷储备用协同优化算法可将各系统状态进行解耦分析；本发明模型的结构简单、易于求解，适合发展与应用，具有一定的理论价值和工程价值。
7.为了实现上述目的，本发明采用如下技术方案：
8.第一方面，本发明提供一种计及源网荷储的电网备用确定方法，包括：
9.对源网荷储资源容量成本函数进行建模；所见模型包括：电力系统的发电成本函数模型，发电侧备用运行成本函数模型和负荷侧备用运行成本函数模型；
10.建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型；
11.采用基于备用价值判别的源网荷储备用协同优化算法对电力系统的发电成本函数模型、发电侧备用运行成本函数模型、负荷侧备用运行成本函数模型和源网荷储备用协
同优化模型进行解耦分析，获得发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的备用容量。
12.本发明进一步的改进在于：所述对源网荷储资源容量成本函数进行建模的步骤中，所述电力系统的发电成本函数模型的表达式为：
[0013][0014]
表示电力系统发电成本；将ng台发电机成本函数进行分段线性化处理，在机组允许出力区间内，设置nb个分段；对于任意机组i＝1,2，
…
，ng，ui表示机组i启停状态，1为运行，0为停运，表示机组i的最低运行成本，表示机组i在第n分段的边际发电成本，表示机组i发电机成本函数第n个分段中有且仅有发电功率；表示机组i发电机成本函数第n个分段中既有发电功率，也有备用容量情况下的发电功率；
[0015]
所述发电侧备用运行成本函数模型的表达式为：
[0016][0017]
表示发电侧备用运行成本用；kr表示发电侧备用单位运行成本与单位发电成本的比值，表示机组i在第n个分段中有且仅有备用容量；表示表示机组i发电机成本函数第n个分段中既有发电功率，也有备用容量情况下的备用容量；
[0018]
若或不为0，表示在n个分段中有且仅有发电功率或备用容量若或至少一个不为零，则表示在第n个分段中既有发电功率又有备用容量
[0019]
所述负荷侧备用运行成本函数模型的表达式为：
[0020][0021]
表示发电侧备用运行成本，c
rd,j
表示负荷j处备用的单位运行成本，表示负荷j处备用容量；n
t
表示所有负荷侧备用。
[0022]
本发明进一步的改进在于：所述建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型的步骤中，源网荷储备用协同优化模型的初始目标函数为：
[0023][0024]
其中，t＝t0，t0+1，
…
，t0+n
t
为调度时段；表示电力系统在调度时间段t中发电成本，表示线路传输功率在调度时间段t中成本函数，表示发电侧备用在调度时间段t中运行成本，表示负荷侧备用在调度时间段t中成本，表示线路常负荷备用在调度时间段t中成本函数，表示线路过负荷备用在调度时间段t中成本函数，表示储能在调度时间段t中成本函数；p
t
表示机组t时段的出力向量，f
max
表示线路正常载荷容量，表示线路l在调度时间段t中未配置备用的传输容量，表示线路l在调度时间段t中常
负荷备用，表示在调度时间段t中发电侧备用，表示在调度时间段t中负荷侧备用，表示线路l在调度时间段t中常负荷备用，表示线路l在调度时间段t中过负荷备用，为在调度时间段t中储能侧备用。
[0025]
本发明进一步的改进在于：所述建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型的步骤中，所述初始目标函数的约束条件包括：
[0026]
基于直流潮流的节点功率平衡约束：
[0027]-bθ
t
+hp
t
＝d
t
[0028]
b为直流潮流矩阵，h为发电机在网络中的节点位置矩阵，θ
t
为电压相角向量，d
t
为负荷向量；
[0029]
线路传输功率约束：
[0030]ft
＝tθ
t
[0031]ft
是线路潮流向量；t为线路潮流与相角的关系矩阵,θ
t
为电压相角向量；
[0032]
线路传输容量上限约束：
[0033][0034]
电网侧容量资源约束：
[0035][0036][0037][0038][0039]fmax
为线路潮流限值向量；
[0040]
机组出力限值约束：
[0041]
p
min
≤p
t
≤p
max
[0042]
p
max
和p
min
分别为机组出力上限和下限向量；
[0043]
机组爬坡率约束：
[0044]-rdδt≤p
t-p
t-1
≤ruδt
[0045]ru
和rd分别为机组出力上调和下调速率限值向量，δt为调度时段时长；
[0046]
发电侧和负荷侧的备用容量约束：
[0047][0048][0049]
τr为系统限定的事故后备用响应时间，ρ
d,t
为时段t内负荷侧备用占其负荷的比例所组成的对角矩阵；
[0050]
储能侧备用容量约束
[0051][0052]
本发明进一步的改进在于：所述建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型的步骤中，所述初始目标函数的约束条件包括：
[0053]
表示计及备用调用和负荷恢复的功率平衡约束：
[0054][0055]
为直流潮流矩阵，为电压相角向量，为发电机出力向量，为负荷侧备用调用功率向量，为负荷侧备用恢复功率向量；
[0056]
事故下的节点功率平衡方程，包含了负荷侧各用的调用功率和恢复功率，满足以下约束：
[0057]
负荷侧备用调用功率约束：
[0058][0059]
为负荷侧备用调用状态组成的对角矩阵，1表示被调用，0表示未被调用；表示在调度时间段t中负荷侧备用；
[0060]
负荷侧备用恢复功率约束：
[0061][0062]
为负荷侧备用恢复状态组成的对角矩阵，1表示在恢复，0表示未在恢复，rs为负荷恢复速率向量；为负荷侧备用恢复功率向量；
[0063]
对于任意负荷，备用的调用和恢复不能在同一时段出现：
[0064][0065]
线路传输功率：
[0066][0067]ftk
为线路潮流向量，t
tk
为线路潮流与相角的关系矩阵；
[0068]
线路传输容量上限约束：
[0069][0070]
为线路潮流限值向量；
[0071]
计及发电机组故障和发电备用调用的机组出力约束：
[0072][0073]
为发电机的启停状态組成的对角矩阵，1表示运行，0表示停运；p
min
为机组出力下限向量；表示在调度时间段t中发电侧备用；
[0074]
考虑事故状态k下，节点j的负荷侧备用恢复过程，负荷恢复比例和恢复周期反映了负荷本身的物理特性，设节点j的负荷侧备用的恢复比例为r
s,j
，恢复周期为t
s,j
，当节点j的负荷侧备用在t时段被调用，则在恢复时段τs＝t+1,t+2,...,t+t
s,j
内，不能再次被调用：
[0075][0076]
考察事故状态k下，节点j的负荷侧备用恢复过程中，为τs时段负荷侧备用调用状态组成的对角矩阵，考察事故状态k下，节点j的负荷侧备用恢复过程，为τs时段负荷侧备用恢复状态组成的对角矩阵；
[0077]
且恢复功率的总和满足负荷恢复的需求
[0078]
τs回复时段是从t+1到t+ts，考察事故状态k下，节点j的负荷侧备用恢复过程中，为τs时段负荷侧备用恢复功率向量：为节点j负荷侧备用调用功率向量。
[0079]
本发明进一步的改进在于：所述采用基于备用价值判别的源网荷储备用协同优化算法对电力系统的发电成本函数模型、发电侧备用运行成本函数模型、负荷侧备用运行成本函数模型和源网荷储备用协同优化模型进行解耦分析，获得发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的备用容量的步骤，具体包括：
[0080]
步骤3-1、主问题基于成本分析，满足系统n-1安全准则的方式，对备用进行经济性配置，主问题目标函数为：
[0081][0082][0083]
为发电机的启停状态組成的对角矩阵，1表示运行，0表示停运；p表示机组出力向量；
[0084]
步骤3-2、子问题基于价值分析，进行事故后校正控制模拟，判别备用价值，对备用配置结果进行可靠性校核；子问题目标函数如下：
[0085][0086]
无价值备用比例是决策变量，为各发电机处的不可传输备用比例组成的对角矩阵，为各节点处的不可传输备用比例组成的对角矩阵；为各线路负荷处的不可传输备用比例组成的对角矩阵，为各储能点处的不可传输备用比例组成的对角矩阵；备用配置量rg、rd、r
l
、rc由主问题求解得到；wg、wd、w
l
、wc分别为发电侧、负荷侧、电网侧和储能侧成本权值组成的对角矩阵，根据主问题的配置结果确定，发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧备用的成本权值的求取根据下式计算：
[0087][0088][0089][0090][0091]cg
(.)、cd(.)、c
l
(.)、cc(.)别为发电侧备用、负荷侧备用、电网侧备用、储能侧备用
的边际成本函数向量；
[0092]
将备用分为有价值备用和无价值备用，不可传输的备用即为无价值的备用，系统的切负荷功率总量等于不可传输的备用的功率量约束：
[0093][0094]
发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的不可传输备用功率约束：
[0095][0096][0097][0098][0099]
不可传输备用比例是一个0到1之间的实数约束：
[0100][0101][0102][0103][0104]
在事故状态k下,为各节点非自愿切负荷功率向量，为发电侧备用的不可传输功率向量，为负荷侧备用的不可传输功率向量，为电网侧备用的不可传输功率向量，为储能侧备用的不可传输功率向量；
[0105]
步骤3-3、构建备用价值割，迭代求解主问题和子问题，协调备用配置结果的经济性与可靠性，备用的价值割的作用是去除无价值的备用，对于考察的所有事故状态，每次迭代只返回一组价值割，反映最严重的网络阻塞情况；设m为当前迭代次数：
[0106]
发电侧备用价值割表示为:
[0107][0108]
负荷侧备用价值割表示为:
[0109][0110]
电网侧备用价值割表示为:
[0111][0112]
储能侧备用价值割表示为:
[0113][0114]
ρg、ρd、ρ
l
、ρc分别为发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的收敛因子，在0到1之间；
[0115]
收敛准则为对任意事故状态k＝1,2,...,nk满足系统切负荷功率足够小，得到约束条件：
[0116]
[0117]
nk为事故状态数，nd为系统节点数，σ为允许误差；
[0118]
如果最后满足之前所有条件的备用配置结果仍然满足最后一个约束条件，则输出最后的和
[0119]
第二方面，本发明提供一种计及源网荷储的电网备用确定装置，包括：
[0120]
第一建模模块，用于对源网荷储资源容量成本函数进行建模；所见模型包括：电力系统的发电成本函数模型，发电侧备用运行成本函数模型和负荷侧备用运行成本函数模型；
[0121]
第二建模模块，用于建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型；
[0122]
协同优化模块，用于采用备用价值判别的源网荷储备用协同优化算法对电力系统的发电成本函数模型、发电侧备用运行成本函数模型、负荷侧备用运行成本函数模型和源网荷储备用协同优化模型进行解耦分析，获得发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的备用容量。
[0123]
本发明进一步的改进在于：所述第一建模模块所建立的电力系统的发电成本函数模型的表达式为：
[0124][0125]
表示电力系统发电成本；将ng台发电机成本函数进行分段线性化处理，在机组允许出力区间内，设置nb个分段；对于任意机组i＝1,2，
…
，ng，ui表示机组i启停状态，1为运行，0为停运，表示机组i的最低运行成本，表示机组i在第n分段的边际发电成本，表示机组i发电机成本函数第n个分段中有且仅有发电功率；表示机组i发电机成本函数第n个分段中既有发电功率，也有备用容量情况下的发电功率；
[0126]
所述第一建模模块所建立的发电侧备用运行成本函数模型的表达式为：
[0127][0128]
表示发电侧备用运行成本用；kr表示发电侧备用单位运行成本与单位发电成本的比值，表示机组i在第n个分段中有且仅有备用容量；表示表示机组i发电机成本函数第n个分段中既有发电功率，也有备用容量情况下的备用容量；
[0129]
若或不为0，表示在n个分段中有且仅有发电功率或备用容量若或至少一个不为零，则表示在第n个分段中既有发电功率又有备用容量
[0130]
所述第一建模模块所建立的负荷侧备用运行成本函数模型的表达式为：
[0131][0132]
表示发电侧备用运行成本，c
rd
,j表示负荷j处备用的单位运行成本，表示负荷j处备用容量；n
t
表示所有负荷侧备用。
[0133]
第二建模模块所建立的源网荷储备用协同优化模型的初始目标函数为：
[0134][0135]
其中，t＝t0，t0+1，
…
，t0+n
t
为调度时段；表示电力系统在调度时间段t中发电成本，表示线路传输功率在调度时间段t中成本函数，表示发电侧备用在调度时间段t中运行成本，表示负荷侧备用在调度时间段t中成本，表示线路常负荷备用在调度时间段t中成本函数，表示线路过负荷备用在调度时间段t中成本函数，表示储能在调度时间段t中成本函数；p
t
表示机组t时段的出力向量，f
max
表示线路正常载荷容量，表示线路l在调度时间段t中未配置备用的传输容量，表示线路l在调度时间段t中常负荷备用，表示在调度时间段t中发电侧备用，表示在调度时间段t中负荷侧备用，表示线路l在调度时间段t中常负荷备用，表示线路l在调度时间段t中过负荷备用，为在调度时间段t中储能侧备用；
[0136]
所述协同优化模块具体的执行步骤包括：
[0137]
步骤3-1、主问题基于成本分析，满足系统n-1安全准则的方式，对备用进行经济性配置，主问题目标函数为：
[0138][0139][0140]
为发电机的启停状态組成的对角矩阵，1表示运行，0表示停运；p表示机组出力向量；
[0141]
步骤3-2、子问题基于价值分析，进行事故后校正控制模拟，判别备用价值，对备用配置结果进行可靠性校核；子问题目标函数如下：
[0142][0143]
无价值备用比例是决策变量，为各发电机处的不可传输备用比例组成的对角矩阵，为各节点处的不可传输备用比例组成的对角矩阵；为各线路负荷处的不可传输备用比例组成的对角矩阵，为各储能点处的不可传输备用比例组成的对角矩阵；备用配置量rg、rd、r
l
、rc由主问题求解得到；wg、wd、w
l
、wc分别为发电侧、负荷侧、电网侧和储能侧成本权值组成的对角矩阵，根据主问题的配置结果确定，发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧备用的成本权值的求取根据下式计算：
[0144][0145][0146]
[0147][0148]cg
(.)、cd(.)、c
l
(.)、cc(.)别为发电侧备用、负荷侧备用、电网侧备用、储能侧备用的边际成本函数向量；
[0149]
将备用分为有价值备用和无价值备用，不可传输的备用即为无价值的备用，系统的切负荷功率总量等于不可传输的备用的功率量约束：
[0150][0151]
发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的不可传输备用功率约束：
[0152][0153][0154][0155][0156]
不可传输备用比例是一个0到1之间的实数约束：
[0157][0158][0159][0160][0161]
在事故状态k下,为各节点非自愿切负荷功率向量，为发电侧备用的不可传输功率向量，为负荷侧备用的不可传输功率向量，为电网侧备用的不可传输功率向量，为储能侧备用的不可传输功率向量；
[0162]
步骤3-3、构建备用价值割，迭代求解主问题和子问题，协调备用配置结果的经济性与可靠性，备用的价值割的作用是去除无价值的备用，对于考察的所有事故状态，每次迭代只返回一组价值割，反映最严重的网络阻塞情况；设m为当前迭代次数：
[0163]
发电侧备用价值割表示为:
[0164][0165]
负荷侧备用价值割表示为:
[0166][0167]
电网侧备用价值割表示为:
[0168][0169]
储能侧备用价值割表示为:
[0170][0171]
ρg、ρd、ρ
l
、ρc分别为发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的收敛因子，在0到1之间；
[0172]
收敛准则为对任意事故状态k＝1,2,...,nk满足系统切负荷功率足够小，得到约束条件：
[0173][0174]
nk为事故状态数，nd为系统节点数，σ为允许误差。
[0175]
第三方面，本发明提供一种电子设备，所述电子设备包括处理器和存储器，所述处理器用于执行存储器中存储的计算机程序以实现所述的计及源网荷储的电网备用确定方法。
[0176]
第四方面，本发明提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储有至少一个指令，所述至少一个指令被处理器执行时实现所述的计及源网荷储的电网备用确定方法。
[0177]
相对于现有技术，本发明具有以下有益效果：
[0178]
本发明提供一种计及源网荷储的电网备用确定方法、装置、电子设备及计算机可读存储介质，考虑了多种电网调节资源，备用容量采用了源网荷储四种资源；本发明采用的模型结构不复杂，求解难度适中，适合实际的发展和应用。
附图说明
[0179]
构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本发明的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。在附图中：
[0180]
图1为本发明一种计及源网荷储的电网备用确定方法的流程示意图；
[0181]
图2为本发明一种计及源网荷储的电网备用确定装置的结构框图；
[0182]
图3为本发明一种电子设备的结构框图。
具体实施方式
[0183]
下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。
[0184]
以下详细说明均是示例性的说明，旨在对本发明提供进一步的详细说明。除非另有指明，本发明所采用的所有技术术语与本发明所属领域的一般技术人员的通常理解的含义相同。本发明所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而并非意图限制根据本发明的示例性实施方式。
[0185]
实施例1
[0186]
请参阅图1所示，本发明一种计及源网荷储的电网备用确定方法，包括如下步骤：
[0187]
s1、对源网荷储资源容量成本函数进行建模，包括：电力系统的发电成本函数模型，发电侧备用运行成本函数模型和负荷侧备用运行成本函数模型，为步骤s2的源网荷储备用协同优化模型做准备。
[0188]
步骤1-1、构建电力系统的发电成本函数，电力系统发电成本用表示：
[0189]
[0190]
将ng台发电机成本函数进行分段线性化处理，在机组允许出力区间内，设置nb个分段；对于任意机组i＝1,2，
…
，ng，ui表示机组i启停状态，1为运行，0为停运，表示机组i的最低运行成本，表示机组i在第n分段的边际发电成本；
[0191]
步骤1-2、构建发电侧备用运行成本函数，发电侧备用运行成本用表示。
[0192][0193]
kr表示发电侧备用单位运行成本与单位发电成本的比值，表示机组i在第n个分段中有且仅有备用容量；
[0194]
若(或)不为0，表示在n个分段中有且仅有发电功率或备用容量若(或)至少一个不为零，则表示在第n个分段中既有发电功率又有备用容量
[0195]
步骤1-3、构建负荷侧备用运行成本函数，发电侧备用运行成本用表示。
[0196][0197]crd
,j表示负荷j处备用的单位运行成本，表示负荷j处备用容量；n
t
表示所有负荷侧备用。
[0198]
s2、步骤s2中建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型，具体包括以下步骤：
[0199]
步骤2-1、以系统的运行成本最小为目标，构建源网荷储备用协同优化模型的初始目标函数：
[0200][0201]
其中，t＝t0，t0+1，
…
，t0+n
t
为调度时段；表示电力系统在调度时间段t中发电成本，表示线路传输功率在调度时间段t中成本函数，表示发电侧备用在调度时间段t中运行成本，表示负荷侧备用在调度时间段t中成本，表示线路常负荷备用在调度时间段t中成本函数，表示线路过负荷备用在调度时间段t中成本函数，表示储能在调度时间段t中成本函数。p
t
表示机组t时段的出力向量，f
max
表示线路正常载荷容量，表示线路l在调度时间段t中未配置备用的传输容量，表示线路l在调度时间段t中常负荷备用，表示在调度时间段t中发电侧备用，表示在调度时间段t中负荷侧备用，表示线路l在调度时间段t中常负荷备用，表示线路l在调度时间段t中过负荷备用，为在调度时间段t中储能侧备用。
[0202]
步骤2-2、分析源网荷储资源备用过程中，考虑的约束条件如下：
[0203]
(1)基于直流潮流的节点功率平衡约束
[0204]-bθ
t
+hp
t
＝d
t
[0205]
b为直流潮流矩阵，h为发电机在网络中的节点位置矩阵，θ
t
为电压相角向量，d
t
为负荷向量。
[0206]
(2)线路传输功率约束
[0207]ft
＝tθ
t
[0208]ft
是线路潮流向量；t为线路潮流与相角的关系矩阵,θ
t
为电压相角向量。
[0209]
(3)线路传输容量上限约束
[0210][0211]
电网侧容量资源约束：
[0212][0213][0214][0215][0216]fmax
为线路潮流限值向量。
[0217]
(4)机组出力限值约束
[0218]
p
min
≤p
t
≤p
max
[0219]
p
max
和p
min
分别为机组出力上限和下限向量。
[0220]
(5)机组爬坡率约束
[0221]-rdδt≤p
t-p
t-1
≤ruδt
[0222]ru
和rd分别为机组出力上调和下调速率限值向量，δt为调度时段时长。
[0223]
(6)发电侧和负荷侧的备用容量约束
[0224][0225][0226]
τr为系统限定的事故后备用响应时间，ρ
d,t
为时段t内负荷侧备用占其负荷的比例所组成的对角矩阵。
[0227]
(7)储能侧备用容量约束
[0228][0229]
在调度时段t内，基于考虑网络约束的确定性安全准则配置事故备用，即系统中存在足够的可用备用容量，当任意发电机或线路发生故障后，在不产生线路潮流越限以及非自愿切负荷的前提下，满足源荷功率平衡，约束条件为：
[0230]
(1)表示计及备用调用和负荷恢复的功率平衡约束
[0231][0232]
为直流潮流矩阵，为电压相角向量，为发电机出力向量，为负荷侧备用调用功率向量，为负荷侧备用恢复功率向量。
[0233]
事故下的节点功率平衡方程，包含了负荷侧各用的调用功率和恢复功率，满足以下约束：
[0234]
负荷侧备用调用功率约束：
[0235][0236]
为负荷侧备用调用状态组成的对角矩阵，1表示被调用，0表示未被调用；表示在调度时间段t中负荷侧备用。
[0237]
负荷侧备用恢复功率约束：
[0238][0239]
为负荷侧备用恢复状态组成的对角矩阵，1表示在恢复，0表示未在恢复，rs为负荷恢复速率向量；为负荷侧备用恢复功率向量。
[0240]
对于任意负荷，备用的调用和恢复不能在同一时段出现：
[0241][0242]
(2)线路传输功率
[0243][0244]ftk
为线路潮流向量，t
tk
为线路潮流与相角的关系矩阵。
[0245]
(3)线路传输容量上限约束
[0246][0247]
为线路潮流限值向量。
[0248]
(4)计及发电机组故障和发电备用调用的机组出力约束
[0249][0250]
为发电机的启停状态組成的对角矩阵，1表示运行，0表示停运；p
min
为机组出力下限向量；表示在调度时间段t中发电侧备用。
[0251]
(5)考虑事故状态k下，节点j的负荷侧备用恢复过程，负荷恢复比例和恢复周期反映了负荷本身的物理特性，设节点j的负荷侧备用的恢复比例为r
s,j
，恢复周期为t
s,j
，当节点j的负荷侧备用在t时段被调用，则在恢复时段τs＝t+1,t+2,...,t+t
s,j
内，不能再次被调用，即
[0252][0253]
考察事故状态k下，节点j的负荷侧备用恢复过程中，为τs时段负荷侧备用调用状态组成的对角矩阵，考察事故状态k下，节点j的负荷侧备用恢复过程，为τs时段负荷侧备用恢复状态组成的对角矩阵；
[0254]
且恢复功率的总和满足负荷恢复的需求
[0255]
s3、采用基于备用价值判别的源网荷储备用协同优化算法将各系统状态进行解耦分析。
[0256]
从主问题构建、子问题构建、价值割的形成三个方面搭建基于价值判别的备用配
置算法。
[0257]
步骤3-1、主问题基于成本分析，满足系统n-1安全准则的方式，对备用进行经济性配置，主问题目标函数为：
[0258][0259]
约束为确定性模型中系统正常状态下的运行约束，此外还需添加备用需求约束，使其满足n-1安全准则：
[0260][0261]
上式表示各用的总量必须可以弥补任意发电机故障造成的功率缺额，同时计及提供备用的发电机组发生故障的情况。为发电机的启停状态組成的对角矩阵，1表示运行，0表示停运；p表示机组出力向量；
[0262]
主问题的作用是确定系统的备用总量需求，并将备用优先配置在成本较低的提供者中，确定最经济的各用配置方案。然而，在事故状态下，备用的调用可能不满足线路传输容量约束，造成备用不可传输，无法保障系统的可靠运行。此时，为了保持节点功率平衡，必须切除一定负荷，非自愿切负荷功率等于不可传输的备用功率，表征了在当前备用配置结果下系统的不可靠程度，基于此原理构建子模型，校核备用配置的可靠性。
[0263]
步骤3-2、子问题基于价值分析，进行事故后校正控制模拟，判别备用价值，对备用配置结果进行可靠性校核。子问题目标函数如下：
[0264][0265]
无价值备用比例是决策变量，为各发电机处的不可传输备用比例组成的对角矩阵，为各节点处的不可传输备用比例组成的对角矩阵；为各线路负荷处的不可传输备用比例组成的对角矩阵，为各储能点处的不可传输备用比例组成的对角矩阵；备用配置量rg、rd、r
l
、rc由主问题求解得到；wg、wd、w
l
、wc分别为发电侧、负荷侧、电网侧和储能侧成本权值组成的对角矩阵，根据主问题的配置结果确定，发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧备用的成本权值的求取根据下式计算：
[0266][0267][0268][0269][0270]cg
(.)、cd(.)、c
l
(.)、cc(.)别为发电侧备用、负荷侧备用、电网侧备用、储能侧备用的边际成本函数向量。
[0271]
将备用分为有价值备用和无价值备用，不可传输的备用即为无价值的备用，系统的切负荷功率总量等于不可传输的备用的功率量约束：
[0272][0273]
发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的不可传输备用功率约束：
[0274][0275][0276][0277][0278]
不可传输备用比例是一个0到1之间的实数约束：
[0279][0280][0281][0282][0283]
在事故状态k下,为各节点非自愿切负荷功率向量，为发电侧备用的不可传输功率向量，为负荷侧备用的不可传输功率向量，为电网侧备用的不可传输功率向量，为储能侧备用的不可传输功率向量。
[0284]
步骤3-3、构建备用价值割，迭代求解主问题和子问题，协调备用配置结果的经济性与可靠性，备用的价值割的作用是去除无价值的备用，对于考察的所有事故状态，每次迭代只需要返回一组价值割，反映最严重的网络阻塞情况。设m为当前迭代次数。
[0285]
发电侧备用价值割表示为:
[0286][0287]
负荷侧备用价值割表示为:
[0288][0289]
电网侧备用价值割表示为:
[0290][0291]
储能侧备用价值割表示为:
[0292][0293]
ρg、ρd、ρ
l
、ρc分别为发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的收敛因子，在0到1之间，收敛因子较大时，收敛较快但误差较大，甚至可能由于可行域减小过快而无解；收敛因子较小时，收敛较慢但误差更小。
[0294]
当子问题中切负荷量足够小，可以认为当前备用配置结果是可靠的，故收敛准则为对任意事故状态k＝1,2,...,nk满足系统切负荷功率足够小，得到约束条件：
[0295][0296]
nk为事故状态数，nd为系统节点数，σ为允许误差。一次迭代仅生成一个价值割，减小了主问题的求解负担；如果最后满足之前所有条件的备用配置结果仍然满足最后一个约束条件则输出最后的和
[0297]
实施例2
[0298]
请参阅图2所示，本发明提供一种计及源网荷储的电网备用确定装置，包括：
[0299]
第一建模模块，用于对源网荷储资源容量成本函数进行建模；所见模型包括：电力系统的发电成本函数模型，发电侧备用运行成本函数模型和负荷侧备用运行成本函数模型；
[0300]
第二建模模块，用于建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型；
[0301]
协同优化模块，用于采用备用价值判别的源网荷储备用协同优化算法对电力系统的发电成本函数模型、发电侧备用运行成本函数模型、负荷侧备用运行成本函数模型和源网荷储备用协同优化模型进行解耦分析，获得发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的备用容量。
[0302]
第一建模模块、第二建模模块和协同优化模块具体的执行步骤详见实施例1的步骤1、2、3，在此不予赘述。
[0303]
实施例3
[0304]
请参阅图3所示，本发明还提供一种计及源网荷储的电网备用确定方法的电子设备100；所述电子设备100包括存储器101、至少一个处理器102、存储在所述存储器101中并可在所述至少一个处理器102上运行的计算机程序103及至少一条通讯总线104。
[0305]
存储器101可用于存储所述计算机程序103，所述处理器102通过运行或执行存储在所述存储器101内的计算机程序，以及调用存储在存储器101内的数据，实现实施例1中所述的计及源网荷储的电网备用确定方法的方法步骤。所述存储器101可主要包括存储程序区和存储数据区，其中，存储程序区可存储操作系统、至少一个功能所需的应用程序(比如声音播放功能、图像播放功能等)等；存储数据区可存储根据电子设备100的使用所创建的数据(比如音频数据)等。此外，存储器101可以包括非易失性存储器，例如硬盘、内存、插接式硬盘，智能存储卡(smart media card，smc)，安全数字(secure digital，sd)卡，闪存卡(flash card)、至少一个磁盘存储器件、闪存器件、或其他非易失性固态存储器件。
[0306]
所述至少一个处理器102可以是中央处理单元(central processing unit，cpu)，还可以是其他通用处理器、数字信号处理器(digital signal processor，dsp)、专用集成电路(application specific integrated circuit，asic)、现场可编程门阵列(field-programmable gate array，fpga)或者其他可编程逻辑器件、分立门或者晶体管逻辑器件、分立硬件组件等。处理器102可以是微处理器或者该处理器102也可以是任何常规的处理器等，所述处理器102是所述电子设备100的控制中心，利用各种接口和线路连接整个电子设备100的各个部分。
[0307]
所述电子设备100中的所述存储器101存储多个指令以实现一种计及源网荷储的电网备用确定方法，所述处理器102可执行所述多个指令从而实现：
[0308]
对源网荷储资源容量成本函数进行建模；所见模型包括：电力系统的发电成本函
数模型，发电侧备用运行成本函数模型和负荷侧备用运行成本函数模型；
[0309]
建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型；
[0310]
采用基于备用价值判别的源网荷储备用协同优化算法对电力系统的发电成本函数模型、发电侧备用运行成本函数模型、负荷侧备用运行成本函数模型和源网荷储备用协同优化模型进行解耦分析，获得发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的备用容量。
[0311]
实施例4
[0312]
所述电子设备100集成的模块/单元如果以软件功能单元的形式实现并作为独立的产品销售或使用时，可以存储在一个计算机可读取存储介质中。基于这样的理解，本发明实现上述实施例方法中的全部或部分流程，也可以通过计算机程序来指令相关的硬件来完成，所述的计算机程序可存储于一计算机可读存储介质中，该计算机程序在被处理器执行时，可实现上述各个方法实施例。其中，所述计算机程序包括计算机程序代码，所述计算机程序代码可以为源代码形式、对象代码形式、可执行文件或某些中间形式等。所述计算机可读介质可以包括：能够携带所述计算机程序代码的任何实体或装置、记录介质、u盘、移动硬盘、磁碟、光盘、计算机存储器及只读存储器(rom，read-only memory)。
[0313]
本领域内的技术人员应明白，本发明的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本发明可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本发明可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、cd-rom、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
[0314]
本发明是参照根据本发明实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
[0315]
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
[0316]
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
[0317]
最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。
技术特征：1.计及源网荷储的电网备用确定方法，其特征在于，包括：对源网荷储资源容量成本函数进行建模；所见模型包括：电力系统的发电成本函数模型，发电侧备用运行成本函数模型和负荷侧备用运行成本函数模型；建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型；采用基于备用价值判别的源网荷储备用协同优化算法对电力系统的发电成本函数模型、发电侧备用运行成本函数模型、负荷侧备用运行成本函数模型和源网荷储备用协同优化模型进行解耦分析，获得发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的备用容量。2.根据权利要求1所述的计及源网荷储的电网备用确定方法，其特征在于，所述对源网荷储资源容量成本函数进行建模的步骤中，所述电力系统的发电成本函数模型的表达式为：为：表示电力系统发电成本；将n
g
台发电机成本函数进行分段线性化处理，在机组允许出力区间内，设置n
b
个分段；对于任意机组i＝1,2，
…
，n
g
，u
i
表示机组i启停状态，1为运行，0为停运，表示机组i的最低运行成本，表示机组i在第n分段的边际发电成本，表示机组i发电机成本函数第n个分段中有且仅有发电功率；表示机组i发电机成本函数第n个分段中既有发电功率，也有备用容量情况下的发电功率；所述发电侧备用运行成本函数模型的表达式为：所述发电侧备用运行成本函数模型的表达式为：表示发电侧备用运行成本用；k
r
表示发电侧备用单位运行成本与单位发电成本的比值，表示机组i在第n个分段中有且仅有备用容量；表示表示机组i发电机成本函数第n个分段中既有发电功率，也有备用容量情况下的备用容量；若或不为0，表示在n个分段中有且仅有发电功率或备用容量若或至少一个不为零，则表示在第n个分段中既有发电功率又有备用容量所述负荷侧备用运行成本函数模型的表达式为：所述负荷侧备用运行成本函数模型的表达式为：表示发电侧备用运行成本，表示负荷j处备用的单位运行成本，表示负荷j处备用容量；n
t
表示所有负荷侧备用。3.根据权利要求2所述的计及源网荷储的电网备用确定方法，其特征在于，所述建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型的步骤中，源网荷储备用协同优化模型的初始目标函数为：
其中，t＝t0，t0+1，
…
，t0+n
t
为调度时段；表示电力系统在调度时间段t中发电成本，表示线路传输功率在调度时间段t中成本函数，表示发电侧备用在调度时间段t中运行成本，表示负荷侧备用在调度时间段t中成本，表示线路常负荷备用在调度时间段t中成本函数，表示线路过负荷备用在调度时间段t中成本函数，表示储能在调度时间段t中成本函数；p
t
表示机组t时段的出力向量，f
max
表示线路正常载荷容量，表示线路l在调度时间段t中未配置备用的传输容量，表示线路l在调度时间段t中常负荷备用，表示在调度时间段t中发电侧备用，表示在调度时间段t中负荷侧备用，表示线路l在调度时间段t中常负荷备用，表示线路l在调度时间段t中过负荷备用，为在调度时间段t中储能侧备用。4.根据权利要求3所述的计及源网荷储的电网备用确定方法，其特征在于，所述建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型的步骤中，所述初始目标函数的约束条件包括：基于直流潮流的节点功率平衡约束：-bθ
t
+hp
t
＝d
t
b为直流潮流矩阵，h为发电机在网络中的节点位置矩阵，θ
t
为电压相角向量，d
t
为负荷向量；线路传输功率约束：f
t
＝tθ
t
f
t
是线路潮流向量；t为线路潮流与相角的关系矩阵,θ
t
为电压相角向量；线路传输容量上限约束：电网侧容量资源约束：电网侧容量资源约束：电网侧容量资源约束：电网侧容量资源约束：f
max
为线路潮流限值容量；表示线路过负荷最大备用；机组出力限值约束：p
min
≤p
t
≤p
max
p
max
和p
min
分别为机组出力上限和下限向量；机组爬坡率约束：-r
d
δt≤p
t-p
t-1
≤r
u
δt
r
u
和r
d
分别为机组出力上调和下调速率限值向量，δt为调度时段时长；发电侧和负荷侧的备用容量约束：发电侧和负荷侧的备用容量约束：τ
r
为系统限定的事故后备用响应时间，ρ
d,t
为时段t内负荷侧备用占其负荷的比例所组成的对角矩阵；储能侧备用容量约束5.根据权利要求3所述的计及源网荷储的电网备用确定方法，其特征在于，所述建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型的步骤中，所述初始目标函数的约束条件包括：表示计及备用调用和负荷恢复的功率平衡约束：表示计及备用调用和负荷恢复的功率平衡约束：为直流潮流矩阵，为电压相角向量，为发电机出力向量，为负荷侧备用调用功率向量，为负荷侧备用恢复功率向量；事故下的节点功率平衡方程，包含了负荷侧各用的调用功率和恢复功率，满足以下约束：负荷侧备用调用功率约束：负荷侧备用调用功率约束：为负荷侧备用调用状态组成的对角矩阵，1表示被调用，0表示未被调用；表示在调度时间段t中负荷侧备用；负荷侧备用恢复功率约束：负荷侧备用恢复功率约束：为负荷侧备用恢复状态组成的对角矩阵，1表示在恢复，0表示未在恢复，r
s
为负荷恢复速率向量；为负荷侧备用恢复功率向量；对于任意负荷，备用的调用和恢复不能在同一时段出现：线路传输功率：线路传输功率：为线路潮流向量，为线路潮流与相角的关系矩阵；线路传输容量上限约束：线路传输容量上限约束：为线路潮流限值向量；
计及发电机组故障和发电备用调用的机组出力约束：计及发电机组故障和发电备用调用的机组出力约束：为发电机的启停状态組成的对角矩阵，1表示运行，0表示停运；p
m
i
n
为机组出力下限向量；表示在调度时间段t中发电侧备用；考虑事故状态k下，节点j的负荷侧备用恢复过程，负荷恢复比例和恢复周期反映了负荷本身的物理特性，设节点j的负荷侧备用的恢复比例为r
s,j
，恢复周期为t
s,j
，当节点j的负荷侧备用在t时段被调用，则在恢复时段τ
s
＝t+1,t+2,...,t+t
s,j
内，不能再次被调用：内，不能再次被调用：考察事故状态k下，节点j的负荷侧备用恢复过程中，为τ
s
时段负荷侧备用调用状态组成的对角矩阵，考察事故状态k下，节点j的负荷侧备用恢复过程，为τ
s
时段负荷侧备用恢复状态组成的对角矩阵；且恢复功率的总和满足负荷恢复的需求6.根据权利要求3所述的计及源网荷储的电网备用确定方法，其特征在于，所述采用基于备用价值判别的源网荷储备用协同优化算法对电力系统的发电成本函数模型、发电侧备用运行成本函数模型、负荷侧备用运行成本函数模型和源网荷储备用协同优化模型进行解耦分析，获得发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的备用容量的步骤，具体包括：步骤3-1、主问题基于成本分析，满足系统n-1安全准则的方式，对备用进行经济性配置，主问题目标函数为：置，主问题目标函数为：置，主问题目标函数为：为发电机的启停状态組成的对角矩阵，1表示运行，0表示停运；p表示机组出力向量；步骤3-2、子问题基于价值分析，进行事故后校正控制模拟，判别备用价值，对备用配置结果进行可靠性校核；子问题目标函数如下：无价值备用比例是决策变量，为各发电机处的不可传输备用比例组成的对角矩阵，为各节点处的不可传输备用比例组成的对角矩阵；为各线路负荷处的不可传输备用比例组成的对角矩阵，为各储能点处的不可传输备用比例组成的对角矩阵；备用配置量r
g
、r
d
、r
l
、r
c
由主问题求解得到；w
g
、w
d
、w
l
、w
c
分别为发电侧、负荷侧、电网侧和储能侧成本权值组成的对角矩阵，根据主问题的配置结果确定，发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧备用的成本权值的求取根据下式计算：
c
g
(.)、c
d
(.)、c
l
(.)、c
c
(.)别为发电侧备用、负荷侧备用、电网侧备用、储能侧备用的边际成本函数向量；c
gi
(r
gi
)、c
di
(r
di
)、c
li
(r
li
)、c
ci
(r
ci
)分别代表发电侧备用、负荷侧备用、电网侧备用、储能侧在i时间段内备用的边际成本函数向量；将备用分为有价值备用和无价值备用，不可传输的备用即为无价值的备用，系统的切负荷功率总量等于不可传输的备用的功率量约束：发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的不可传输备用功率约束：发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的不可传输备用功率约束：发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的不可传输备用功率约束：发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的不可传输备用功率约束：不可传输备用比例是一个0到1之间的实数约束：不可传输备用比例是一个0到1之间的实数约束：不可传输备用比例是一个0到1之间的实数约束：不可传输备用比例是一个0到1之间的实数约束：在事故状态k下,为各节点非自愿切负荷功率向量，为发电侧备用的不可传输功率向量，为负荷侧备用的不可传输功率向量，为电网侧备用的不可传输功率向量，为储能侧备用的不可传输功率向量；步骤3-3、构建备用价值割，迭代求解主问题和子问题，协调备用配置结果的经济性与可靠性，备用的价值割的作用是去除无价值的备用，对于考察的所有事故状态，每次迭代只返回一组价值割，反映最严重的网络阻塞情况；设m为当前迭代次数：发电侧备用价值割表示为:负荷侧备用价值割表示为:
电网侧备用价值割表示为:储能侧备用价值割表示为:ρ
g
、ρ
d
、ρ
l
、ρ
c
分别为发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的收敛因子，在0到1之间；收敛准则为对任意事故状态k＝1,2,...,n
k
满足系统切负荷功率足够小，得到约束条件：n
k
为事故状态数，n
d
为系统节点数，σ为允许误差。7.计及源网荷储的电网备用确定装置，其特征在于，包括：第一建模模块，用于对源网荷储资源容量成本函数进行建模；所见模型包括：电力系统的发电成本函数模型，发电侧备用运行成本函数模型和负荷侧备用运行成本函数模型；第二建模模块，用于建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型；协同优化模块，用于采用备用价值判别的源网荷储备用协同优化算法对电力系统的发电成本函数模型、发电侧备用运行成本函数模型、负荷侧备用运行成本函数模型和源网荷储备用协同优化模型进行解耦分析，获得发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的备用容量。8.根据权利要求7所述的计及源网荷储的电网备用确定装置，其特征在于，所述第一建模模块所建立的电力系统的发电成本函数模型的表达式为：模模块所建立的电力系统的发电成本函数模型的表达式为：表示电力系统发电成本；将n
g
台发电机成本函数进行分段线性化处理，在机组允许出力区间内，设置nb个分段；对于任意机组i＝1,2，
…
，n
g
，u
i
表示机组i启停状态，1为运行，0为停运，表示机组i的最低运行成本，表示机组i在第n分段的边际发电成本，表示机组i发电机成本函数第n个分段中有且仅有发电功率；表示机组i发电机成本函数第n个分段中既有发电功率，也有备用容量情况下的发电功率；所述第一建模模块所建立的发电侧备用运行成本函数模型的表达式为：模块所建立的发电侧备用运行成本函数模型的表达式为：表示发电侧备用运行成本用；k
r
表示发电侧备用单位运行成本与单位发电成本的比值，表示机组i在第n个分段中有且仅有备用容量；表示表示机组i发电机成本函
数第n个分段中既有发电功率，也有备用容量情况下的备用容量；若或不为0，表示在n个分段中有且仅有发电功率或备用容量若或至少一个不为零，则表示在第n个分段中既有发电功率又有备用容量所述第一建模模块所建立的负荷侧备用运行成本函数模型的表达式为：所述第一建模模块所建立的负荷侧备用运行成本函数模型的表达式为：表示发电侧备用运行成本，c
rd
,j表示负荷j处备用的单位运行成本，表示负荷j处备用容量；n
t
表示所有负荷侧备用；第二建模模块所建立的源网荷储备用协同优化模型的初始目标函数为：其中，t＝t0，t0+1，
…
，t0+n
t
为调度时段；表示电力系统在调度时间段t中发电成本，表示线路传输功率在调度时间段t中成本函数，表示发电侧备用在调度时间段t中运行成本，表示负荷侧备用在调度时间段t中成本，表示线路常负荷备用在调度时间段t中成本函数，表示线路过负荷备用在调度时间段t中成本函数，表示储能在调度时间段t中成本函数；p
t
表示机组t时段的出力向量，f
max
表示线路正常载荷容量，表示线路l在调度时间段t中未配置备用的传输容量，表示线路l在调度时间段t中常负荷备用，表示在调度时间段t中发电侧备用，表示在调度时间段t中负荷侧备用，表示线路l在调度时间段t中常负荷备用，表示线路l在调度时间段t中过负荷备用，为在调度时间段t中储能侧备用；所述协同优化模块具体的执行步骤包括：步骤3-1、主问题基于成本分析，满足系统n-1安全准则的方式，对备用进行经济性配置，主问题目标函数为：置，主问题目标函数为：置，主问题目标函数为：为发电机的启停状态組成的对角矩阵，1表示运行，0表示停运；p表示机组出力向量；步骤3-2、子问题基于价值分析，进行事故后校正控制模拟，判别备用价值，对备用配置结果进行可靠性校核；子问题目标函数如下：无价值备用比例是决策变量，为各发电机处的不可传输备用比例组成的对角矩阵，为各节点处的不可传输备用比例组成的对角矩阵；为各线路负荷处
的不可传输备用比例组成的对角矩阵，为各储能点处的不可传输备用比例组成的对角矩阵；备用配置量r
g
、r
d
、r
l
、r
c
由主问题求解得到；w
g
、w
d
、w
l
、w
c
分别为发电侧、负荷侧、电网侧和储能侧成本权值组成的对角矩阵，根据主问题的配置结果确定，发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧备用的成本权值的求取根据下式计算：能侧备用的成本权值的求取根据下式计算：能侧备用的成本权值的求取根据下式计算：能侧备用的成本权值的求取根据下式计算：c
g
(.)、c
d
(.)、c
l
(.)、c
c
(.)别为发电侧备用、负荷侧备用、电网侧备用、储能侧备用的边际成本函数向量；c
gi
(r
gi
)、c
di
(r
di
)、c
li
(r
li
)、c
ci
(r
ci
)分别代表发电侧备用、负荷侧备用、电网侧备用、储能侧备用在i时间段内的边际成本函数向量；ii是成本矩阵的组成元素i行i列，ii是构成w
g
矩阵的元素；将备用分为有价值备用和无价值备用，不可传输的备用即为无价值的备用，系统的切负荷功率总量等于不可传输的备用的功率量约束：发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的不可传输备用功率约束：发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的不可传输备用功率约束：发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的不可传输备用功率约束：发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的不可传输备用功率约束：不可传输备用比例是一个0到1之间的实数约束：不可传输备用比例是一个0到1之间的实数约束：不可传输备用比例是一个0到1之间的实数约束：不可传输备用比例是一个0到1之间的实数约束：在事故状态k下,为各节点非自愿切负荷功率向量，为发电侧备用的不可传输功率向量，为负荷侧备用的不可传输功率向量，为电网侧备用的不可传输功率向量，为储能侧备用的不可传输功率向量；步骤3-3、构建备用价值割，迭代求解主问题和子问题，协调备用配置结果的经济性与
可靠性，备用的价值割的作用是去除无价值的备用，对于考察的所有事故状态，每次迭代只返回一组价值割，反映最严重的网络阻塞情况；设m为当前迭代次数：发电侧备用价值割表示为:负荷侧备用价值割表示为:电网侧备用价值割表示为:储能侧备用价值割表示为:ρ
g
、ρ
d
、ρ
l
、ρ
c
分别为发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的收敛因子，在0到1之间；收敛准则为对任意事故状态k＝1,2,...,n
k
满足系统切负荷功率足够小，得到约束条件：n
k
为事故状态数，n
d
为系统节点数，σ为允许误差。9.一种电子设备，其特征在于，所述电子设备包括处理器和存储器，所述处理器用于执行存储器中存储的计算机程序以实现如权利要求1至6中任意一项所述的计及源网荷储的电网备用确定方法。10.一种计算机可读存储介质，其特征在于，所述计算机可读存储介质存储有至少一个指令，所述至少一个指令被处理器执行时实现如权利要求1至6中任意一项所述的计及源网荷储的电网备用确定方法。
技术总结本发明属于电力自动化技术领域，公开一种计及源网荷储的电网备用确定方法、装置、设备及介质，所述方法，包括：对源网荷储资源容量成本函数进行建模；所见模型包括：电力系统的发电成本函数模型，发电侧备用运行成本函数模型和负荷侧备用运行成本函数模型；建立调度时段内电力系统的运行成本最小的源网荷储备用协同优化模型；采用基于备用价值判别的源网荷储备用协同优化算法对电力系统的发电成本函数模型、发电侧备用运行成本函数模型、负荷侧备用运行成本函数模型和源网荷储备用协同优化模型进行解耦分析，获得发电侧、负荷侧、电网侧、储能侧的备用容量。本发明模型的结构简单、易于求解，适合发展与应用，具有一定的理论价值和工程价值。值和工程价值。值和工程价值。
技术研发人员：郭晓蕊 吴华华 耿建 李亚平 郑翔 蒙志全 孙飞飞 周竞 毛文博 王礼文 吕建虎 卢敏 楼贤嗣 钱佳佳
受保护的技术使用者：中国电力科学研究院有限公司 国网浙江省电力有限公司 国家电网有限公司
技术研发日：2022.04.02
技术公布日：2022/7/5
